CC BY
35
© Д. И. Менделеев, Г.Е. Марьин, А. Р. Ахметшин УДК 621.311.22
ПОКАЗАТЕЛИ РЕЖИМНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПАРОГАЗОВОГО ЭНЕРГОБЛОКА ПГУ-110 МВТ НА ЧАСТИЧНЫХ НАГРУЗКАХ
Д.И. Менделеев1, Г.Е. Марьин1'2, А.Р. Ахметшин1
казанский государственный энергетический университет, г. Казань, Россия 2АО «Татэнерго» филиал «Казанская ТЭЦ-2» г. Казань, Россия
Резюме: в данной статье приводится описание исследования работы парогазового энергоблока ПГУ-110 МВт. Рассмотрена работа парогазовой установки при различных температурах наружного воздуха, работа на полной, частичной нагрузках в условиях оптового рынка электроэнергии. Исследование работы паровой и газовой турбин при различных нагрузках позволяет определить режим работы с наибольшей эффективностью. Данные, полученные по результатам расчетов, были сопоставлены с работающим энергоблоком ПГУ-110 МВт Казанской ТЭЦ-2.
Ключевые слова: Парогазовая установка, коэффициент полезного действия, математическая модель, газотурбинная установка, паротурбинная установка, режимы работы оборудования
PERFORMANCE CHARACTERISTICS OF THE COMBINED CYCLE POWER REGIME CCP-110 MW AT PARTIAL LOADS
D. I. Mendeleev2, G. E. Maryin1'2, A. R. Akhmetshin1
1Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia 2JSC "Tatenergo" branch "Kazan CHP-2", Kazan, Russia
Abstract: This article describes the study of the operation of the combined-cycle power unit CCP-110 MW. The operation of the combined-cycle plant at different outdoor temperatures, work at full, partial loads in the conditions of the wholesale electricity market is considered. The study of the operation of steam and gas turbines at different loads allows us to determine the mode of operation with the greatest efficiency. The data obtained from the results of the calculations were compared with the power generating unit of the CCP-110 MW power unit at the Kazan CHP-2.
Keywords: Combined-cycle plant, efficiency, mathematical model, gas turbine installation, steam turbine plant, equipment operation modes
Введение
Проблема морального и физического старения парка энергетического оборудования очень актуальна в данный момент. Реконструкция и ввод нового оборудования тепловых электрических станций должны быть с использованием новых технологических решений и новых технологий. В энергетической стратегии энергетики до 2030 года предусмотрен ввод новых энергоблоков ПГУ на природном газе мощностью 100,200 и 450 МВт. [1-2]
В настоящее время все энергоблоки ПГУ работают на оптовом рынке
электроэнергии и мощности, где необходимо выполнять плановый диспетчерский график, задаваемый системным оператором, т.к. при отклонении от заданной нагрузки на величину, превышающую 2% от заявленной максимальной включенной мощности, но не менее чем на 1 МВт, зарегистрированном по данным системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СОТИАССО) на конец часа в течение более 4 часов подряд, и не связанным с отключением генерирующего оборудования, по всем часам регистрируются соответствующие снижения максимальной мощности. [3-4]
В условиях работы тепловых электрических станций на оптовом рынке электроэнергии вероятной становится ситуация, при которой парогазовые энергоблоки, спроектированные для несения базовой нагрузки, начнут работать в переменных режимах. [5-10] Определение оптимального режима работы основного и вспомогательного оборудования при работе на частичных нагрузках является актуальной проблемой и рассматривается в данной статье.
Описание и методика исследования
В данной работе исследуется работа парогазового энергоблока ПГУ-110 МВт (рис1). Для проведения исследований создана математическая модель данной парогазовой установки. В состав энергоблока входят газотурбинная установка, котел утилизатор, паротурбинная установка (основные характеристики представлены в таблицах 1-2), а также другое вспомогательное оборудование.
Рис 1. Тепловая схема энергоблока ПГУ-110 1-Комплексное воздухоочистительное устройство, 2- Компрессор, 3- Камера сгорания, 4 - газовая турбина, 5 - Котел-утилизатор, 6- Паровая турбина, 7 -Конденсатор, 8,10 - Насос,
9 - Вентиляторная градирня
Таблица 1
_Основные характеристики ГТУ- PG6111FA_
Мощность на клеммах генератора кВт 77211
Атмосферное давление кгс/см 1,013
Температура на входе в компрессор °С 15
Относительная влажность на входе в компрессор % 60
Падение давления в системе впуска мм вод.ст. 85
Статическое давление на выпуске при условиях ISO мм вод.ст. 350
Низшая теплотворная способность топлива кДж/кг 49194
Температура топлива °С 30
Давление топлива перед газовым модулем кгс/см 25,9 - 30,8
Коэффициент мощности 0,85
Количество ступеней в компрессоре шт 18
Количество ступеней в турбине шт 3
Расход воздуха м /с 166
Степень сжатия 15,8
Температура воздуха после компрессора °С 385
Температура уходящих газов °С 603
Температура газов после камеры сгорания °С 1325
Таблица 2
Основные характеристики ПТУ - КТ-36/33-7,5/0,12
Режимы Конденсационный Отборный (номинальный) Отборный (гарантийный)
Температура наружного воздуха, °С +15 +15 -13,5
Электрическая мощность турбины, МВт 36,0 26,31 23,6
Пар из контура высокого давления (КВД) давление, МПа (абс) 7,56 7,56 7,56
температура, °С 532 532 509
расход, т/ч 114,0 114,0 111,6
Пар из контура низкого давления (КНД) давление, МПа (абс) 0,6 0,6 0,6
температура, °С 215 215 216
расход, т/ч 16,4 16,4 19,7
расход на блок эжекторов, т/ч 0,797 0,796 0,796
расход на запирание ЗУ, т/ч 0,159 0,155 0,155
Регулируемый отбор на ПСГ абсолютное давление, кгс/см - 0,118 0,155
температура, °С - 104 113
расход, т/ч - 122,743 123,578
Тип ПСГ ПСГ-1400-0,3-1,6
Давление пара за турбиной, МПа (абс) 0,0093 0,0034 0,0034
Расход пара на выходе из турбины, т/ч 128,67 6,0 6,0
Исследование проводилось в диапазоне нагрузок 40-100% от номинальной нагрузки при температуре наружного воздуха от -30 до +30 0С
Математическая модель была построена по следующей блок- схеме (рис.2)
Рис. 2. Математическая блок-схема для расчета энергоблока ПГУ-110 Основные результаты
Сравнение фактических показателей энергоблока с полученными в результате моделирования представлены в таблице 4.
Характеристики и зависимости по различным параметрам представлены на рисунках 3-8
Таблица 4
Сравнение фактических показателей блока и по результатам расчетов в зависимости от
температуры
^нв Мощность ГТУ КПД ГТУ Относительное отклонение, %
Факт. Мат. модель Факт. Мат. модель
30 70,14 70,04 34,808 34,79 0,168
25 73,31 73,21 35,031 35,013 0,161
20 75,8 75,7 35,243 35,225 0,156
15 77,7 77,6 35,446 35,428 0,152
10 79,45 79,35 35,638 35,62 0,149
5 81,12 81,02 35,821 35,803 0,145
0 82,5 82,4 35,993 35,975 0,143
-5 83,44 83,34 36,156 36,138 0,141
-10 84,15 84,05 36,308 36,29 0,140
-15 84,75 84,65 36,451 36,433 0,139
-20 84,91 84,81 36,583 36,565 0,139
-25 85,04 84,94 36,706 36,688 0,139
-30 85,1 85 36,818 36,8 0,139
Среднее отклонение по расчетам энергоблока при использовании математической модели составило 0,147%.
При разгрузках энергоблока снижение давления и изменение температуры пара
50
практически не влияют на относительный КПД цилиндра паровой турбины. [11-13]
Рис. 3. Зависимость мощности ГТУ Р0611№Л от температуры окружающего воздуха. (Основная проблема снижения вырабатываемой мощности газовой турбиной связана с увеличением работы
на сжатие воздуха в компрессоре).
Рис
Загрузка энергоблока, %
4. Зависимости мощности ГТУ (МВт) и КПД ГТУ (%) от загрузки энергоблока
Температура наружного воздуха, ОС
Рис. 5. Зависимости мощности ГТУ и КПД ГТУ от температуры наружного воздуха. (Снижение КПД газовой турбины напрямую зависит от снижения мощности ГТУ)
40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100
Загрузка энергоблока, %
Рис. 6. Зависимости расходов пара контуров высокого н низкого давления от загрузки энергоблока. (Расходы пара низкого и высокого давления с увеличением нагрузки на газовой турбине растут практически линейно, это обусловлено плавным ростом температуры
отработавших газов турбины).
40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100
Загрузка энергоблока, %
Рис .7. Зависимости давления пара контуров высокого н низкого давлений от загрузки энергоблока. (При наборе нагрузки энергоблоком давление в контуре низкого давления до значения 75% от номинального идет практически без изменений и составляет 5,5 кгс/см2, а уже после идет резкое увеличение давления до 6 кгс/см2).
N. МВт
125
-30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 Температура наружного воздуха, ОС
Рис. 8. Суммарная зависимость мощности ПГУ от температуры наружного воздуха
энергоблока,
Рис 9. Зависимости показателей КПД газовой, паровой турбин и всей установки от загрузки энергоблока. (КПД паровой турбины практически не зависит от температуры воздуха и мощности газовой турбины (при условии сохранения номинальных параметров пара) - это соответствует результатам расчетных и экспериментальных исследований работы блоков на частичных
нагрузках [14-16]).
По результатам исследований и представленных графиков сделаны следующие выводы:
1.Работа на частичных нагрузках оправдана в диапазоне от 40 до 100 % номинальной мощности ПГУ.
2.Изменение давления в контурах котла-утилизатора больше зависит от располагаемой нагрузки газовой турбины, чем от температуры наружного воздуха. Давление пара при разгрузке до 40% снижается в среднем на 10% - это обусловлено снижением температуры отработавших газов.
3.Чем меньше нагрузка блока, тем ниже показатели его экономичности (в частности КПД ПГУ, КПД ГТУ)
4.КПД паровой турбины практически не зависит от температуры воздуха и мощности газовой турбины (при условии сохранения номинальных параметров пара)
5.Наибольший прирост мощности газовой турбины достигается при минусовых температурах, при -30 0С мощность газовой достигает 85 МВт.
Литература
1 Иванова П., Гребеш Е., Линкевич О.А. Оптимизация электростанции комбинированного цикла газотурбинной установки на внутреннем рынке: пример RIGA CHP-2 // Латвийский физико-технический журнал. - 2018., № 1(55). С. 15-21.
2. Котович Й., Иов М., Бжечек М. Характеристики ультрасовременных электростанций комбинированного цикла // Энергетика.- 2015.92. C. 197-211.
3.Менделеев Д.И., Марьин Г.Е., Галицкий Ю.Я., Федотов А.Ю. Особенности работы ПГУ-220 Казанской ТЭЦ-2 по заданному графику //Труды 9 Международной молодежной научно-технической конференции. «Электроэнергетика глазами молодежи ».2018.. Казань, Россия: КГЭУ, 2018. 376 с. 307310 с.
4 .Менделеев Д.И., Марьин Г.Е. Факторы, влияющие на возможность выработки блоком ПГУ заданной мощности и выполнение заданного графика электрической нагрузки. Современные
технологии в энергетике.// Труды Всероссийской специализированной научно-практической конференции молодых специалистов. Казань, Россия .29-30 марта 2018 г. 2018 36-40с
5.Клименко В. В., Федотова Е. В., Терешин А. Г. Уязвимость российской энергетики к изменению климата // Энергетика. 2018. T. 142. C. 1010-1022.
6 .Костюк Р. И. Чугин А. В., Радин Ю. А., Разогреев В. Г.. Некоторые технические характеристики энергоблока ПГУ-300 Юго-Западной ТЭЦ //Электрические станции. 2017. №. 4. С. 2-5
7. Benato A., Stoppato A., Bracco S. Combined cycle power plants: A comparison between two different dynamic models to evaluate transient behaviour and residual life // Energy Conversion and Management. - 2014. Vol 87. pp1269-1280.
8. Цанев С.В., Буров В.Д., Карташев И.Д. Технические решения по регулированию электрической нагрузки энергетических ГТУ. Российский и зарубежный опыт // Электрические станции. 2005.№ 4. С. 9-13.
9 .Радин Ю. А., Фролов М. С. Ограничения регулировочного диапазона нагрузок энергоблока ПГУ-325 //Надежность и безопасность энергетики. 2017.№ 1.(1).С. 53-59.
10 .Мошкарин А. В., Жамлиханов Т. А. Показатели работы блока пгу-410т при переменных режимах //Вестник Ивановского государственного энергетического университета 2011. №. 1. С. 1-3.
11 Мохамед О, Ван Дж, Халил А, Лимхабраш М. Стратегия прогнозного управления газовой турбиной для улучшения динамических характеристик и эффективности электростанции с комбинированным циклом. SPRINGERPLUS. 2016.Т 5. №(1). .С.20.
12 .Hou G. L., Gong L. J., Dai X. Y.,et al. Novel Fuzzy Model Predictive Control of a Gas Turbine in the Combined Cycle Unit//Complexity. 2018.pp18.
13 .Saeed Bahrami, Ali Chaffari, Magnus Genrup,et al. Perfomance Comparison between Steam Injected Gas Turbine and Combined Cycle during Frequency Drops. Energies 2015.N8.pp7582-7592 doi: 10.3390 / en8087582
14 Шапошников В.В., Бирюков Б.В. Об эффективности теплоэлектрических и электростанций на основе комбинированных циклов с повышением рабочей жидкости в газотурбине и впрысках пара в газовый путь // Химическая и нефтяная инженерия. 2018. T. 54, № 1-2. C. 94-99.
15 . Тверской Ю. С., Муравьев И. К., Иоп. Оптимизация управляемых процессов в парогазовой установке // Международная конференция по проблемам теплофизики и энергетики (PTPPE); Москва, Р: Iop Publishing Ltd, 2017 Т. 891. doi:10,1088 / 1742-6596 / 891/1/012290.
16 .Mehrpanahi A., Payganeh G. H. Multi-objective optimization of IGV position in a heavy-duty gas turbine on part-load performance // Applied Thermal Engineering. 2017.Vol. 125. Pp.1478-1489.
Авторы публикации
Менделеев Дмитрий Иванович - аспирант Казанского государственного энергетического университета.
Марьин Георгий Евгеньевич- старший машинист энергоблоков цеха парогазовых установок; старший преподаватель кафедры «Энергетическое машиностроение».
Ахметшин Азат Ринатович - доцент кафедры «Энергетическое машиностроение» Казанского ггосударственного ээнергетического университета.
References
1. Ivanova P., Grebesh E., Linkevich O.A. Optimizaciya elektrostancii kombinirovannogo cikla gazoturbinnoj ustanovki na vnutrennem rynke: primer RIGA CHP-2 .Latvijskijfiziko-tekhnicheskij zhurnal. 2018; 5(1): 15-21.(In Russ).
2. Kotovich J., Iov M., Bzhechek M. Harakteristiki ul'trasovremennyh elektrostancij kombinirovannogo cikla Energetika.- 2015; 92:197-211.(In Russ).
3. Mendeleev D.I., Mar'in G.E., Galickij Yu.Ya., Fedotov A.Yu. Osobennosti raboty PGU-220 Kazanskoj
TEC-2 po zadannomu grafiku . 9 Mezhdunarodnaya molodezhnaya nauchno-tekhnicheskaya konferenciya. «Elektroenergetika glazami molodezhi ».2018..Kazan',Russia: KGEU. 2018. pp. 307-310
4. Mendeleev D.I., Mar'in G.E. Faktory, vliyayushchie na vozmozhnost' vyrabotki blokom PGU zadannoj moshchnosti i vypolnenie zadannogo grafika elektricheskoj nagruzki. Sovremennye tekhnologii v energetike.// Trudy Vserossijskoj specializirovannoj nauchno-prakticheskoj konferencii molodyh specialistov. Kazan', Russia. pp. 36-40. (In Russ).
5. Klimenko V. V., Fedotova E. V., Tereshin A. G. Uyazvimost' rossijskoj energetiki k izmeneniyu klimata. Energetika - 2018;142:1010-1022.(In Russ).
6. Kostyuk R. I. Chugin A. V., Radin Yu. A., Razogreev V. G.. Nekotorye tekhnicheskie harakteristiki energobloka PGU-300 Yugo-Zapadnoj TEC Elektricheskie stancii.- 2017;.4:2-5.(In Russ).
7. Benato A., Stoppato A., Bracco S. Combined cycle power plants: A comparison between two different dynamic models to evaluate transient behaviour and residual life . Energy Conversion and Management. 2014; 87:1269-1280.
8. Canev S.V., Burov V.D., Kartashev I.D. Tekhnicheskie resheniya po regulirovaniyu elektricheskoj nagruzki energeticheskih GTU. Rossijskij i zarubezhnyj opyt . Elektricheskie stancii - 2005; 4:9-13. (In Russ).
9. Radin Yu. A., Frolov M. S. Ogranicheniya regulirovochnogo diapazona nagruzok energobloka PGU-325. Nadezhnost'i bezopasnost'energetiki. 20171;1(1): 53-59.(In Russ).
10. Moshkarin A. V., Zhamlihanov T. A. Pokazateli raboty bloka pgu-410t pri peremennyh rezhimah .VestnikIvanovskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universiteta. - 2011; 1(1): 1-3. (In Russ).
11. Mohamed O., Wang J. H., Khalil A., Limhabrash M. Predictive control strategy of a gas turbine for improvement of combined cycle power plant dynamic performance and efficiency .Springerplus. 2016;5(1): 20.(In Russ). doi: 10,1186 / s40064-016-2679-2
12.Hou G. L., Gong L. J., Dai X. Y., et al. Novel Fuzzy Model Predictive Control of a Gas Turbine ithe Combined Cycle Unit //Complexity.2018;18 .doi.org/10.1155/2018/6468517
13. Saeed Bahrami, Ali Chaffari, Magnus Genrup, Marcus Thern. Perfomance Comparison between Steam Injected Gas Turbine and Combined Cycle during Frequency Drops. Energies 2015. 8,:7582-7592. doi: 10.3390 / en8087582
14. Shaposhnikov V.V., Biryukov B.V. Ob effektivnosti teploelektricheskih i elektrostancij na osnove kombinirovannyh ciklov s povysheniem rabochej zhidkosti v gazoturbine i vpryskah para v gazovyj put' // HIMICHESKAYA I NEFTYANAYA INZHENERIYA 2018;54,(1-2): 94-99.(In Russ).
15. Tverskoj Yu. S., Murav'ev I. K., Iop. Optimizaciya upravlyaemyh processov v parogazovoj ustanovke // Mezhdunarodnaya konferenciya po problemam teplofiziki i energetiki (PTPPE);. Moskva, Rossia: Iop Publishing Ltd, 2017.doi:10,1088 / 1742-6596 / 891/1/012290
16.Mehrpanahi A., Payganeh G. H. Multi-objective optimization of IGV position in a heavy-duty gas turbine on part-load performanceApplied Thermal Engineerng.2017.T.125.C.1478-1489. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2017.07.091
Authors of the publication
Dmitrii I. Mendeleev - Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia.
Georgiy E. Maryin - Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russi JSC "Tatenergo" branch "Kazan CHP-2", Kazan, Russia».
Azat R. Akhmetshin - Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia.
Поступила в редакцию 19 июня 2019 г
